Idag används olja på LULEKRAFT AB vid lågt värmevärde på blandgasen, perioder av höglast och vid uppstart av panna. Oljeanvändningen varierar kraftigt beroende på bl.a.
på produktion och kvalité av gas samt hur stort fjärrvärmebehovet är. Vid vissa förhållanden används stora mängder olja medan det vid normala förhållanden knappt används någon olja alls. För att beräkna hur stora mängder olja som kan ersättas med naturgas krävs en analys på oljeförbrukningen.
LULEKRAFT AB har ett internt övervakningssystem som loggar de flesta processparametrar (flöden, temperaturer, tryck, värmevärden etc.). Dessa loggar eller
”taggar” kan sedan analyseras med Microsoft Excel eller grafiskt med hjälp av mjukvaran Aspen Process Explorer. Systemet lagrar mätvärden 400 dagar bakåt. I Aspen finns en rad inställningsmöjligheter för visning av parametrar, bl.a. skala, tidsram, intervallängd mellan värden, om värdena ska integreras över ett specifikt intervall etc. I största möjliga mån har integralvärden för en timme använts. Perioden 1 september 2006 klockan 00:00 till 31 augusti 2007 klockan 00:00 har använts i analysen, detta för att erhålla oljeförbrukningen på årsbasis.
6.2.1 Analys
Genom Aspen Explorer kan oljeförbrukning från 060901 till 070831 illustreras grafiskt enligt Figur 13.
Figur 13. Oljeeffekt under perioden 060901- 070831.
Totalt uppgår förbrukning till 62,8 GWh med en toppeffekt på 298,4 MW. Hela denna förbrukning kan dock inte ersättas med naturgas, detta beroende på bl.a. lagring- och transportproblematik. Naturgasen antas därför kunna täcka upp ett effektintervall från 0 till 50 MW. Med hjälp av en kod i Excel som ersätter alla timvärden ≥ 50 med 50 MW kan timvärdena summeras och oljeförbrukningen < 50 MW bestämmas. Denna oljeförbrukning uppgår till 44,8 GWh under perioden. Ytterligare två faktorer reducerar den ersättningsbara oljemängden vilka presenteras nedan.
Reducering p.g.a. nytt fjärrvärmekontrakt
Ett nytt kontrakt träder i kraft den 1 januari 2008 gällande fjärrvärmeleveranser till Luleå Energi (LEAB). Efter 1 januari kommer LULEKRAFT AB inte att producera
> 185 MW fjärrvärmeeffekt om inte LEAB betalar extra. Då LEAB har en egen panna (20 MW biobränslepanna) antas denna användas vid framtida tillfällen med en fjärrvärmeeffekt > 185 MW. Därmed ska den oljeförbrukning som använts för fjärrvärmeeffekter > 185 MW reduceras från den del olja som kan ersättas med naturgas. Figur 14 illustrerar fjärrvärmeeffekten under perioden.
Figur 14. Fjärrvärmeeffekt under perioden 060901 till 070831.
Som ses i Figur 14 toppar fjärrvärmeeffekten på drygt 200 MW och en reducering av oljeförbrukningen är därmed nödvändig. En högupplöst figur kan ses i. Detta är gjort genom att bestämma när fjärrvärmeeffekten är > 185 MW och med hur mycket. Även här har en kod skriven i Microsoft Excel använts. Oljeförbrukningen vid dessa tillfällen har slutligen reducerats med ekv(17)
VK
där K är fjärrvärmeeffekten > 185 MW, ηPanna och ηVK verkningsgrad för panna respektive fjärrvärmekondensor. Anledningen till att verkningsgraderna inkluderas är att effekt in (bränsle) är större än effekt ut (fjärrvärme) p.g.a. förluster i främst panna och värmekondensor. Verkningsgraden för pannan beror på bränsle, enligt Hans Eriksson [16] är 90 % och 94 % rimliga verkningsgrader om pannan skulle använda enbart gas respektive olja som bränsle. En medelverkningsgrad på 92 % har därför använts i beräkningarna. Värmekondensorernas verkningsgrad är antagen till 98 %.
Förbrukning av olja de tillfällen fjärrvärmeeffekten > 185 MW har med hjälp av ekv(17) beräknats och uppgår totalt till 8,3 GWh under perioden.
Reducering av stödoljeförbrukning
Enligt Aspen Process Explorer har 2481 MWh stödolja använts för att säkerställa fullständig förbränning vid lågt värmevärde på blandgasen, s.k. stödeldning. Vid vilket värmevärde på blandgasen driftpersonalen börjar stödelda varierar, i denna studie har dock ett värmevärde på 3000 kJ/Nm3 antagits.
Reglerbarheten vid stödeldning är dålig: Antingen ingen effekt eller en effekt på 40 MW. En oljeeffekt på 40 MW motsvarar en höjning av blandgasens värmevärde med 450 kJ/Nm3 (vid ett blandgasflöde på 89 Nm3/s). En analys på värmevärdets variation visar att en höjning på 450 kJ/Nm3 blandgas ofta är mer än tillräcklig. Därmed används mer olja än nödvändigt för att säkerställa förbränning p.g.a. lågt värmevärde av blandgas.
Genom att identifiera när blandgaseffekten > 200 MW och värmevärdet samtidigt <
3000 kJ/Nm3 kan mängden olja som använts för att säkerställa fullständig förbränning på blandgasen bestämmas. Anledningen att just 200 MW blandgaseffekt används är att stödolja också används vid bränslebyten. Vid en konvertering kommer inte denna mängd ersättas med naturgas och ska således exkluderas.
Den mängd olja som tillförts p.g.a. lågt värmevärde och en blandgaseffekten > 200 MW fås genom att multiplicera blandgasflödet med den energi som måste tillföras för att höja värmevärdet på blandgasen från aktuellt värde till 3000 kJ/Nm3. Denna mängd motsvarar 1062 MWh och är därmed knappt hälften av den mängd olja som registreras som stödolja. Resterande 1419 MWh antas ha använts vid bränslebyte eller p.g.a. dålig reglerbarhet på oljeeffekten och ska således reduceras från ersättningsbar olja. Dessa 1419 MWh genererar en del elkraft (antas en elverkningsgrad på 35 % ca 497 MWh) men resterande energimängd är endast en kostnad.
Den energimängd som ska reduceras från de ursprungliga 44,8 GWh är därmed 8,3 GWh p.g.a. nytt fjärrvärmekontrakt och 1,42 GWh p.g.a. dålig reglerbarhet samt
utnyttjande av stödolja vid bränslebyten. Den energimängd olja som kan ersättas med naturgas är slutligen 35,08 GWh eller ca 35 GWh.